1. 测井相的定义及其内容
测井相是由法国地质学家O.Serra于1979年提出来的，其目的在于利用测井资料（即数据集） 来评价或解释沉积相。他认为，测井相是 “表征地层特征，并且可以使该地层与其他地层区别开来的一组测井响应特征集”。事实上，这是一个n维数据向量空间，每一个向量代表一个深度采样点上的几种测井方法的测量值，如自然伽马 （GR）、自然电位 （SP）、井径 （CAL）、声波时差 （AC）、补偿密度 （DEN）、补偿中子 （CNL）、微球型聚焦电阻率 （RXO）、中感应电阻率 （RIM）、深感应电阻率 （RID） 等。这样一个9维向量就是一个常用的测井测量向量。假设一个2m厚的地层共有16个采样点，于是一个16×9的测井数据集就可以表征这一地层。当然，为了更清楚地表征地层特征，也可以使用测井计算机处理结果，如孔隙度 （φ）、饱和度 （Sw）、渗透率 （K）、骨架参数 （Vmal，Vma2，Vma3…） 以及泥质含量 （Vsh）、粉砂指数 （SI） 等来表征。
测井相分析就是利用上述测井响应的定性方面的曲线特征和定量方面的测井参数值来描述地层的沉积相。当然，在实际确定沉积相中还要依赖于地层倾角测井、自然伽马能谱测井及成像测井等多方面的资料。可以这样说，测井系统愈完善，测井质量愈好，测井相图反映实际地层沉积相的程度也就愈好。由于测井资料、测井相是间接性地反映地层的沉积相，所以测井相解释常具有多解性和不确定性。为了提高测井相解释精度，就要依赖于精细的地质模型约束。
测井相分析的基本原理就是从一组能反映地层特征的测井响应中，提取测井曲线的变化特征，包括幅度特征、形态特征等以及其他测井解释结论 （如沉积构造、古水流方向等），将地层剖面划分为有限个测井相，用岩心分析等地质资料对这些测井相进行标定，用数学方法和知识推理确定各个测井相到沉积相的映射转换关系，最终达到利用测井资料来描述和研究地层的沉积相。
2. 测井相标志与地质相标志的关系
前述测井相中数据向量的每一维都可称作一个测井相标志，而沉积相标志是确定沉积相中一个观察描述特征标志。这两种相标志之间不存在一一对应关系，尤其是类似古生物、地化指标等在测井资料中不可能确定。但在已知特定油气田地质背景时，可以经过统计，推理找到判断相、亚相、微相的组合对应关系。这种关系就是就是解释模型，一般表现为逻辑的。
在若干沉积相、亚相、微相模型特征研究基础上，可以总结出确定某种沉积相、亚相、微相的最主要依据是颜色、岩性、结构、构造、粒度、古生物、地球化学以及垂向相序列等相标志。而在区域沉积背景 （相组、相） 的基础上，识别各种亚相和微相的最基本的相标志是岩性、构造、垂向序列的特征。而常规组合曲线和其处理成果、地层倾角测井曲线和其处理成果、成像测井图像等测井资料就能解释出这些基本的相标志：(1)岩性（类型及结构）；(2)沉积构造 （冲刷面、层理类型及其垂向变化）；(3)垂向序列变化关系（正粒序、反粒序、复合粒序、无粒序）；(4)古水流。
如果用测井资料能解释这几类相标志，就是为测井资料判别沉积亚相和微相提供了可靠的保证。为了建立各种沉积相标志和测井相标志相互对应关系，就必须紧紧抓住 “岩心刻度测井” 这一环节，进行反复刻度和反演，总结出针对不同沉积亚相、微相的测井相标志，用于确定沉积相亚和微相类型。一般常规组合的曲线特征及计算机处理结果就能识别地层的岩性特征、层序特征，而地层倾角的微电导率曲线精细处理成果和成像测井图像能反映沉积构造、结构及古水流方向。
3. 岩性测井分析
在进行测井相分析之前，必须首先选择有效的测井组合。常用的测井资料包括自然电位、自然伽马、电阻率、声波、密度、中子及地层倾角等。这些测井资料从不同方面反映了岩性、物性、流体性质等特征。
（1） 定性判别分析
定性划分岩性是人们利用测井曲线的形态特征和读数的相对大小，根据长期生产实践积累的一些规律性的认识 （经验） 来划分地层岩性的方法。
为了定性划分岩性，解释人员必须事先掌握如下基本知识：工作地区的地质特点，井剖面的岩性特征，基本岩性是什么，特殊岩性是什么等。另外，还需要通过一口或几口井较完整的钻井取心或岩屑录井得到的岩心资料与测井资料详细分析对比，总结测井资料划分岩性的规律。表3-3列有常见岩性的测井特征和可能测井值的变化范围。对于某一种具体岩性，常常只有一两个主要的特点就能区别于其他岩性的。在测井方法中，声波、密度及中子是划分岩性的主要方法，微电极和自然电位对淡水泥浆砂泥岩剖面很有效，自然伽马和中子伽马对碳酸盐岩剖面或盐水泥浆砂泥岩剖面很有效，电阻率和井径一般只作参考。具体划分时，应先易后难，抓住主要特征区别对待。
表3-3 常见岩性的测井特征
（2） 定量分析
在砂泥地层剖面中，利用泥质含量与粒度中值区分岩性；在碳酸盐岩剖面，可用岩石矿物成分区分岩性。
1） 确定泥质含量方法
A. 相对值法
各种测井方法的测量参数都受到泥质含量的影响，原则上讲都可以用来确定泥质含量。相对值法的基本原理是认为泥岩的测井读数 （GMAX） 代表泥质含量为100％的测量结果，而纯岩石测井读数 （GMIN） 代表泥质含量为0时的测量结果，把两者差值作为泥质含量为100％时引起的测井读数变化。而每一资料点的测井值SHLG与GMIN的差值代表由这一资料点的泥质含量引起的测井读数变化。大多数测井读数都可按相对值法计算泥质含量，但应用最好的是自然伽马。
油气田开发地质学
泥质含量：粗略地说，相对值SH就可作为泥质含量Vsh。但为了与本地的地质参数有更好的对应关系，也可引入一个经验系数GCUR，按下式将SH转换成Vsh：
油气田开发地质学
阿特拉斯公司根据美国海湾地区的经验，对古近系-新近系地层，GCUR＝3.7；对老地层，GCUR＝2。
B. 交绘图法
用中子-密度、中子-声波、密度-声波交绘图都可以确定地层的泥质含量，其基本原理都是相同的。如图3-8，认为纯岩石线Vsh＝0，而泥岩点Vsh＝100％，则泥岩点至纯岩石线的距离代表Vsh＝100％，在两者之间可进行线性插值。
图3-8 密度与声波时差的交绘图
设纯岩石线上两点的坐标为 （x1，y1），（x2，y2），泥岩点为 （x0，y0），则纯岩石线的方程为：
Ax＋By＋C＝0
式中：A＝y2-y1，B＝x1-x2，C＝x2y1-x1y2。
泥岩点（x0，y0） 至纯岩石线的距离 （L）：
油气田开发地质学
资料点 （x，y） 至纯岩石线的距离 （b）：
油气田开发地质学
把资料点的泥质含量看成是b与L的比值，因此得：
油气田开发地质学
如果资料点与泥岩点在纯岩石线两侧，则上式计算的Vsh<0，将取为0；若资料点在泥岩点附近，并且至纯岩石线距离大于泥岩点，则计算的Vsh>1，则取为1。
中子-密度交绘图对确定砂岩-石灰岩过渡岩性或其中一种单一岩性的泥质含量效果较好。但对确定白云岩为主的岩性的泥质含量效果较差 （它离泥质点太近）。
中子-声波交绘图只对白云岩确定泥质含量效果较好，对其他岩性效果较差。同时，对含气地层效果较好，对不含气地层效果较差。
声波-密度交绘图对岩性分辨力差，但几种主要岩性线距泥岩点较远，故对大多数储层确定泥质含量效果较好。只有当井眼非常不好或地层太疏松，效果才不好。
2） 确定粒度中值方法
地层吸附放射性元素的能力与岩石颗粒粗细有关，因此自然伽马是岩石颗粒粗细的指示信息。采用自然伽马相对值方法确定粒度中值是测井解释常用方法。一般情况下自然伽马相对值与粒度中值在单对数坐标中呈直线关系：
lgMd=Co+C1·IGR
IGR=(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin)
式中：Md——粒度中值，mm；IGR——自然伽马相对值；GR——目的层段的自然伽马值，API；GRmin——研究层段的最小自然伽马值，API；GRmax——研究层段的最大自然伽马值，API；Co和Cl为经验常数 （Co为所选取的GRmin相应层段的平均粒度中值 （Mdo） 的对数值，Mdo相当于该井段以层为单位统计的粒度中值的最大值，则Co＝lgMdo；C1为另一边界点的粒度中值）。
A区建立的经验关系为：
lgMd＝-0.2877-0.0713IGR
（3） 确定碳酸盐岩岩性方法
孔隙度测井交绘图是目前测井资料综合解释中广泛用来研究解释层段的岩性和确定储层孔隙度的交绘图。这类交绘图主要是中子-密度、中子-声波、声波-密度、密度-光电吸收截面指数交绘图等。
确定岩性和孔隙度的所有交绘图解释图版都是对饱和液体的纯地层制作的，井内为淡水泥浆或盐水泥浆，采用含水纯岩石响应方程或响应关系。图3-9是一张补偿中子与密度交绘图图版，盐水泥浆密度ρf＝1.1g/cm3。图的纵坐标是体积密度或按纯石灰岩刻度的视石灰岩密度孔隙度，横坐标是按石灰岩刻度的中子测井视石灰岩孔隙度，均作过井眼校正。在图上有4条按单一矿物制作的纯岩石线，其上孔隙度为0的点为骨架点。对每一种纯岩石，依次给定一个孔隙度值，按ρb ＝φpf＋（1-φ）ρma计算其体积密度，而按补偿中子响应实验关系确定φCNL，便绘出各纯岩石线。由于φCNL是对石灰岩刻度的，故只有石灰岩线是线性变化的，其他岩性线都略有弯曲。
交绘图上的每一条纯岩石线代表孔隙度为各种数值的单矿物岩石，由点的位置确定其孔隙度。任两条纯岩石线之间，代表由相应的两种矿物组成的各种双矿物岩石，由点的位置确定两矿物的含量和孔隙度，点靠近哪条岩性线，就以哪种矿物为主。如图上的P点可能是白云质灰岩或砂质白云岩，应视解释井段岩性特点而定，一般按白云质灰岩解释。通过P点引一条线与石灰岩和白云岩线上的等孔隙度线平行，与两线的交点都为φ＝17.5％，而由P点在此线段上的位置，内插得方解石占75％，白云石占25％。
这种解释方法称为双矿物法，选用的两个矿物称为矿物对。选用矿物对的方法有两种，一种叫标准四矿物选择法，就是按地质上常见的组合，将石英、方解石、白云石、硬石膏依次组成3个矿物对：石英-方解石、方解石-白云石、白云石-硬石膏。资料点落在哪两条纯岩石线之间，就按该矿物对解释。另一种叫指定双矿物解释法，就是根据解释人员的判断 （包括地区经验） 指定一种矿物对，不论点落在何处，都按此矿物对解释。例如指定方解石-白云石矿物对，则落在这两条线之间的按前述方法解释，是这两种矿物组成的岩石，而落在石灰岩线上及其上方的点是纯石灰岩，而落在白云岩线上及其下方的点是纯白云岩，其孔隙度仍按等孔隙度线确定。
图3-9 补偿中子-密度测井交绘图解释图版 （盐水泥浆）
图3-10是声波-补偿中子交绘图，图3-11是密度-声波交绘图。制作方法与中子-密度交绘图相同。比较而言，中子-密度交绘图确定岩性和孔隙度最好，对各种岩性都有较好的分辨能力 （岩性线之间距离较大），并且可做油气校正。其次是中子-声波交绘图，岩性分辨力也强，但声波不能做油气校正。声波-密度交绘图对常见岩石确定岩性和孔隙度较差，但对识别蒸发岩有利，用来确定泥质含量也较好，因为它的3条岩性线很靠近，而纯泥岩点离它们较远。
用各种交绘图确定岩性和孔隙度都要注意泥质、缝洞、天然气及不利井眼条件的影响。泥质的影响是使资料点向泥岩点 （根据邻近泥岩的测井读数确定） 方向移动。密度和中子反映岩石的总孔隙度，缝洞孔隙度会使其孔隙度增加；而声波时差基本上不受缝洞的影响。天然气影响使ρb和φN减小，使非压实地层的声波时差增大。井眼扩大ρb减小而φN增加，并使地层界面附近的声波时差读数不稳定。
图3-10 声波时差-补偿中子交绘图版（淡水泥浆）
图3-11 密度与声波时差交绘图版
4. 沉积构造测井分析
通常地层倾角测井经过长相关对比处理得到大比例尺 （1：200） 的倾角成果图用于地层构造学解释，包括产状、褶皱、断层压实后的砂体形态、裂缝识别等。在应用于沉积学时必须作特殊处理，即短相关对比或精细模式识别的交互处理。高分辨率地层倾角测井包含有大量的沉积结构和构造方面的信息，在储层沉积学研究中发挥着重要的作用。成像测井资料为沉积学研究进一步提供沉积结构、构造、古水流等方面的信息。
（1） 倾角测井解释
层理在倾角测井图上可呈现出各种特殊的矢量 （表明倾角、倾向的符号），根据这些矢量在剖面上连续变化所构成的模式，可识别各种层理构造。图3-12表明了主要层理类型的矢量特征，其中水平层理和平行层理的倾角近于0°，倾向不定，为绿色模式；波状层理的倾角在10°左右变化，倾向也不定；直线斜层理或板状层理为一组或多组绿色模式（矢量倾向和倾角不变），但倾角较大；波状交错层理为红色模式 （一组倾向基本不变，而倾角随深度增加而逐渐增加的矢量） 或蓝色模式 （一组倾向基本不变，而倾角随深度增加而减小的矢量），倾角变化大；槽状交错层理为杂乱模式，倾角和倾向的变化都较大。
图3-12 层理类型的倾角矢量模式（据陈立官，1990）
（2） 成像测井解释
无论是碎屑岩还是碳酸盐岩地层的各种沉积构造，在FMI （地层微电阻率扫描成像）、CBIL（井周声波成像测井） 等成熟的成像测井上有不同的响应。一般而言，在垂向上有一定规模变化的沉积构造 （如冲刷面、大型层理等），成像测井响应清晰。而规模较小或垂向上没有明显变化幅度的小型沉积构造则很难识别。
◎冲刷面：一般冲刷面为一凹凸不平的界面，往往其下是低能的泥岩或泥质粉砂岩，其上为将下部地层冲刷起来形成的含泥砾砂岩段。FMI图像上形成一个凹凸不平的起伏界面，上部暗色泥砾呈扁平状略显定向排列，其下为含膏泥岩的高阻异常岩性反映 （图3-13）。
◎斜层理：为纹层、层系交切关系不清的交错层理或单向斜层理，岩心上往往表现为一组单一倾向的纹层垂向叠合。纹层是由成分、粒度、颜色变化显示，规模较小。FMI图像上，斜层理往往对应于一组有明暗条纹显示的正弦波曲线，并且可以计算出每个层系、纹层的界面产状 （图3-13）。按纹层界面倾角大小，斜层理可分为低角度 （<12°）、中角度 （12°～20°）、高角度（>20°），它们分别对应在FMI图像上为一组不同倾角大小的正弦曲线。
图3-13 FMI图像解释实例
◎槽状交错层理：层系界面呈弧形交切、纹层也呈弧形的较高流态形成的水流层理。岩心上往往表现为几组弧形纹层相交。FMI图像上，由一套不同角度的正弦曲线显示的层系界面，两层系界面间上弧形的截切纹层，为明暗相间的条纹组成 （图3-13）。
◎结核：钙质斑块、条块在FMI图像上呈不规则的亮块及条带，显示高阻特征。
◎生物钻孔构造：在FMI图像上显示不规则的亮色线状条纹或斑块状。
◎透镜状层理：以泥质沉积为主，砂质沉积被包围在其中。在FMI图像上透镜状层理表现为暗色条纹夹透镜状亮色斑块。
◎递变层理：递变层理自下而上表现为由粗至细的正韵律。粗岩性 （如砾岩） 在FMI图像上表现为亮色，细岩性 （如泥岩） 表现为暗色。总体呈现由亮色至暗色的颜色递变。
5. 垂向序列测井分析
（1） 曲线形态
不同的沉积环境下，由于物源情况不同、水动力条件不同及水深不同，必然造成沉积物组合形式和层序特征 （正旋回、反旋回、块状） 的不同，反映在测井曲线上就是不同的测井曲线形态。测井曲线的形态特征常用的俗语有钟形、漏斗形、箱形、尖峰形、齿形、指形、复合形等 （图3-14）。
◎钟形曲线：反映水流能量逐渐减弱以及物源供应的不断减少的正粒序结构特征，代表性微相是曲流河点砂坝。
◎漏斗形曲线：反映了反粒序结构。一种反映向上水流能量加强，分选逐步变好，其代表相是岸外砂坝：另一种反映了前积砂体的粒序结构，代表了河口部位的沉积特征。
◎箱形曲线：反映砂体内部碎屑颗粒粒度变小，比较均匀，是物源丰富和水动力条件稳定条件下形成的产物。一种类型是正粒序特征，但其内部碎屑颗粒粒度变化幅度较小，代表性的微相为分流河道砂；另一种类型是风成砂，上下碎屑颗粒均匀。
◎齿形曲线：为常见的形态。它又可进一步分为：(1)具有正粒序特征的正向齿形，反映水下冲刷充填沉积特征；(2)具有反粒序特征的反向齿形，反映水道末梢前积式席状砂沉积特征；(3)对称齿形具有对称粒序，常代表急流作用下的席状沉积；(4)指形曲线，代表强能量作用下的均匀粗粒沉积，典型微相为滩砂。
◎复合形态：常见的有漏斗形-箱形曲线 （自下而上命名） 和箱形-钟形曲线。前者代表了物源供应丰富条件下的水下砂体堆积，表明了上部水流能量持续增强，为河口砂坝的典型曲线形态；后者代表的环境是早期有丰富物源，但后期由于河道迁移或废弃导致能量衰退，具有河道的均质沉积到后期正向粒序的特征，其代表微相为废弃河道的砂坝沉积。
图3-14 自然电位测井曲线要素图
（2） 接触关系
砂层顶底曲线变化的形态，反映了砂体沉积初期、末期水动力能量和物源供应的变化速度，有突变式、渐变式两大类 （图3-14）：(1)突变式反映了上、下砂层之间存在沉积中断过程，如河道砂底部；(2)渐变式反映砂体的堆积连续过程，又细分为加速 （上凸形）、匀速及减速 （上凹形） 3类。
1） 顶部突变式代表了物源供应的突然中断。如当河道砂坝出露水面时，就不再接受沉积。又如风成砂丘末期，突然终止堆积而被泥岩层覆盖。
2） 底部突变式代表了前期沉积物遭受剥蚀和中止沉积过程，而后又开始接受沉积，如下部是泛滥平原上部为河道砂体。
由于水下河道常具有冲刷能力差，因此水下河道砂体的曲线表现为底部加速渐变式特征。
1） 底部匀速渐变式代表了季节性河道在洪水时期的沉积，或天然堤、漫滩的沉积特点。底部减速渐变式说明了砂体在沉积初期物源供应不足，岸外砂坝具有这种曲线特点。
2） (1)顶部加速渐变式代表了水流能量在后期急剧减退或物源供应的迅速减少，如废弃河道砂；(2)顶部匀速渐变式代表了匀速的能量减退过程，是河道侧积作用形成的点砂坝顶部的曲线特征；(3)顶部减速渐变式代表了能量和物源供应在后期缓速减退，水下河道砂的顶部具有这种曲线特点。
（3） 曲线光滑程度
属于曲线形态的次一级变化。曲线光滑程度既反映了物源的丰富程度，也反映了水动力能量的强弱。可分为光滑、微齿、齿化3级。光滑曲线代表了在物源丰富和水动力作用强的条件下，被充分淘洗后的均质沉积，如滩砂。微齿代表了物源充分但改造不彻底的沉积 （如河道砂），也可以代表河流季节性流量变化引起碎屑颗粒粗细间互变化的特点。齿化则代表了间歇性沉积的叠加，如冲积扇辫状河道沉积。
（4） 齿中线
齿中线系指曲线形态上次一级齿的中线。当齿的形态一致时，齿中线相互平行，它反映能量的周期变化。平行齿中线又可分水平平行、上倾平行及下倾平行3类。水平平行式代表滩砂、堤岸砂及席状砂加积式的沉积特点。上倾平行式为一组反向齿形的组合，代表多期的水道末梢前积式沉积的组合特征。下倾平行式是一组正向齿形的组合，代表正粒序的韵律沉积，如水下冲积扇根部具有递变层理的多期岩层组合。
当齿的形态不一致时，齿中线将相交。相交类型的齿中线可分外收敛和内收敛两类。外收敛指齿中线相交于曲线的外侧 （左），如岸外砂坝，它反映了砂层前积特点，底部齿中线倾斜平缓或接近水平，向上倾斜逐渐加大。齿中线交于曲线内侧 （右） 者称为内收敛，底部齿中线下倾，中部齿中线水平，到上部齿中线上倾，反映水流能量向上变小，说明是由初期冲刷的滞留沉积、中期较均质的河道砂沉积及露出水面前充填式堆积的3个阶段组成，例如河道砂坝就具有这种特点。
（5） 多层曲线的幅度组合形式
多层曲线的幅度组合形式，指多层幅度的包络线形态。包络线形态反映多层砂体在沉积过程中能量的变化及其变化速率。据包络线的形态可分为加积式、后积式及前积式3类。后积式与前积式又可以细分为加速、匀速及减速式3个亚类，以反映同类环境下的多层砂体沉积速度的变化。
图3-15为我国陆相地层主要沉积相自然电位曲线组合特征。应当指出，相同的曲线特征可以是不同沉积环境的反映。因而测井曲线的解释不能孤立进行，必须结合岩心观察和分析化验资料来识别沉积相和沉积环境。
图3-15 陆相沉积中各类沉积相自然电位曲线特征
6. 古水流倾角测井分析
地质上研究古水流的方法很多，野外测量沉积构造前积纹层的倾角是最直观、最准确的方法。倾角测井能够反映沉积构造信息、准确计算层理倾向、倾角。因此，对于地下地质研究，利用倾角资料分析古水流是最重要的方法。有两种方式确定古水流方向：一是利用倾角测井微细处理成果图，统计目的段内所有纹层倾向，取其主要方向代表古水流（全方位频率统计法）；二是统计目的层段内所有蓝模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流。
经常使用施密特图来表示地层倾角测井资料统计分布特征。施密特图是一种极坐标图，从极坐标的顶部开始，规定倾向方位角为上北、下南、右东、左西共分为360°。倾角的标度由同心圆组成，以中心为0°，每10°画一个同心圆，最外面一个圆为90°。将给定井段内各点的倾角与倾向标在图上，就会发现它们往往形成一个或几个集中区。集中区的方位即为古流向。
图3-16是塔中8井2850～3140m纹层倾向、倾角的施密特图，纹层倾向绝大部分为NNW向，极少量为NNE向，反映为单向水流。
图3-16 塔中8井纹层产状的施密特图
7. 微相-测井相解释图版
在岩心观察与描述的基础上，结合分析化验及测井资料进行单井相分析，划分相、亚相、微相，编制单井相分析综合柱状图。在此基础上，对各微相测井曲线特征进行比较，找出它们之间的关系。要注意的是同一微相由于所处微相部位不同，其测井曲线形态也不一样。最后建立微相-测井相图版，作为平面和单井微相划分的依据。
图3-17是通过对扶余油田扶73块扶余油层检15和东13-7.2.1两口取心井沉积微相分析，总结全区的14个沉积微相的测井相要素特征。典型微相类型说明如下：
图3-17 扶余油田扶73区块扶余油层测井微相模式图
◎分流河道微相：总体为极高幅度、高幅差光滑-微齿 （齿中线平缓） 箱形 （或钟形），中厚层 （>4m）。底部突变，顶部渐变。
随着沉积位置由分流河道主体向边部移动，光滑-微齿的箱形 （或钟形） 的电测曲线特征逐步向多个次级正韵律构成正旋回包络线过渡，直至分流河道消失。
◎天然堤微相：中幅度、中幅差齿化箱形，中层 （2～4m）。顶底突变或渐变接触。自然伽马曲线为泥岩基线上的不规则锯齿形。
◎溢岸薄层砂微相：中幅度、中幅差单指状或指状互层，极薄层 （<2m）。顶、底突变特征。
◎决口扇微相：为中幅度扁钟形，薄层 （<2m）。底部突变，顶部突变-渐变特征。垂向位置高于废弃河道。
◎废弃河道微相：总体为高幅度、中幅差齿化或微齿化钟型，中厚层。底部突变，顶部渐变。
◎分流间泥微相：为低幅，直线形或直线夹刺刀形特征。
◎河口坝微相：自然伽马呈漏斗形，曲线幅度小于分流河道沉积。顶部为突变，底部为渐变。下部曲线齿状明显，向上光滑。电阻率向上变大。
◎席状砂微相：自然伽马在泥岩基线上出现幅度不大的齿形漏斗状或指状曲线，可为多个叠加的复合型。电阻率曲线为刺刀状，中幅度、中幅差单指或极扁漏斗或极扁钟形，表现为极薄-薄层特征。
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